Monitoramento permanente de reservatórios 4D/4C

Em visita ao Brasil, em outubro passado, o CEO da Octio Geophysical, Helge Brandsaeter (à direita na foto) e o geofísico-chefe, Lars Magnus Pedersen (à esquerda), apresentaram ao mercado brasileiro a nova tecnologia de monitoramento permanente de reservatórios 4D/4C. A empresa norueguesa pretende abrir um escritório no Rio de Janeiro para prestar serviços no Brasil, considerado um dos mercados emergentes para a sísmica 4D. E para aumentar o conteúdo local, os executivos procuram um parceiro nacional para fabricar os equipamentos por aqui.

Helge Brandsaeter informou que após dois anos e meio de desenvolvimento tecnológico, foi completado com sucesso o teste de qualificação de campo (na costa oeste da Noruega) do sistema de monitoramento permanente 4D/4C de reservatórios.

“O teste marca a transição da fase de pesquisa e desenvolvimento para a fase de prestação de serviços comerciais e operação do sistema permanente de monitoramento de reservatórios” afirmou o CEO, acrescentando que em tempos de petróleo barato e margens apertadas é importante entender, modelar e operar os reservatórios de óleo e gás de modo a otimizar o fator de recuperação e melhorar as taxas de investimentos das empresas.

O sistema foi projetado para operar por 25 anos e pode ser empregado em campos offshore com mais de 2.000 metros de profundidade de água. Ele é dotado com vários tipos sensores digitais integrados como eletromagnéticos, ambientais e de poluição e está preparado até para monitorar armazenagem de CO2. Leia o release no site da empresa (em inglês).

Transformar recursos em reservas

Para Pedersen, o grande desafio da recuperação avançada de óleo é conseguir transformar recursos em reservas através de um rápido aprendizado que possibilite tomar decisões com base em informações. Segundo o geofísico, essa é uma declaração ambiciosa e de respostas complexas. “Tecnologias para trazer óleo para os poços tais como injeção de água, gás e produtos químicos; poços inteligentes e separação de óleo e água dentro do poço são amplamente conhecidas. Mas será que a dinâmica e os padrões do fluxo local dos reservatórios são compreendidos?”, questiona o cientista norueguês, acrescentando que a idéia de trazer os poços para o óleo implica na utilização da sísmica 4D para identificação de bolsões de hidrocarbonetos que foram ignorados e não foram drenados. O sistema pode ainda, além de melhorar o posicionamento de poços, proporcionar uma melhor relação custo-benefício, agregando cerca de 5% no volume de reservas do campo.

Em um exemplo ocorrido em Angola, Pedersen cita um campo offshore onde estava prevista a perfuração de 36 poços para desenvolvimento da produção. Através de um monitoramento meticuloso e permanente e um rápido aprendizado foi possível atingir a mesma meta de produção com apenas 32 poços. “Foi uma considerável economia de quatro poços marítimos”, destacou o geocientista. Pedersen informou ainda que um monitoramento meticuloso requer observações frequentes que permitem captar a dinâmica do comportamento dos fluidos do reservatório ou as mudanças na produção induzida das propriedades geomecânicas da subsuperfície, informações que somente podem ser obtidas através de sistemas de sensores permanentes.

Mar do Norte

Com quase 100% dos campos de óleo e gás do Mar do Norte em fase de declínio da produção, as autoridades reguladoras da Noruega pressionam as empresas de petróleo a buscarem meios de aumentar a produtividade. Sem campos novos a serem descobertos na região, a cada ano, as petroleiras são obrigadas a revisar suas avaliações técnicas sobre os campos de sua responsabilidade e informar suas ações para aumentar o fator de recuperação de óleo dos seus campos em declínio.

Há alguns anos a sísmica 4D, técnica que prevê a repetição freqüente de aquisições de dados sísmicos, já é uma prática comum adotada por todas as companhias de petróleo que atuam em águas norueguesas, adicionando de 1% a até 5% ao volume de reservas atuais de óleo. Entretanto, ainda fica mais de 60% do óleo retido nos reservatórios.

Foi exatamente esta barreira tecnológica que motivou os controladores da Octio a investir em uma estratégia para aumentar o fator de recuperação não apenas de campos maduros, mas em todo o ciclo de vida do campo. A empresa desenvolveu e qualificou um sistema digital integrado de monitoramento permanente de reservatórios para instalação comercial e quer colocar sensores e cabos no leito do oceano para melhorar o imageamento dos reservatórios do início ao fim da vida do campo.

A empresa Octio Geophysical foi criada em 2007 em parceria entre a Reservoir Innovation, a Norsk Hydro Technology Venture e a Íon Geophysical em partes iguais. Atualmente, a empresa integra o Octio Group, que por sua vez pertence à GC Rieber Shipping (60%), Statoil Hydro Venture (20%) e Reservoir Innovation (20%).